GASSTRANSPORT sven Klemp Transportteknologi STATOIL ASA

Presentasjon om: "GASSTRANSPORT sven Klemp Transportteknologi STATOIL ASA"— Utskrift av presentasjonen:

1 GASSTRANSPORT sven Klemp Transportteknologi STATOIL ASA
SIG 4032 NATURGASS NTNU

2 Gasstransport Innhold:
Del 1: Økt kapasitetsutnyttelse for eksisterede gasstransportsystemer på Norsk Sokkel ! Del 2: Ilandføring av Snøhvit-gassen over 160 km til Melkøya ved Hammerfest !

3 Gasstransport – Del 1 Økt kapasitetsutnyttelse for eksisterede gasstransportsystemer på Norsk Sokkel: Økt utnyttelse av stålet i gassrørledninger Optimalisering av design og drift av gasstransportsystemene

4 Økt utnyttelse av gassrørledningene !
Innledning For Statoil som operatør for det meste av rørledninger på norsk sokkel er maksimalisering av kapasitet essensielt ! Et eget prosjekt har bearbeidet muligheter og behov for økt utnyttelse av rørledningene kontinuerlig gjennom mange år ! Vi har nå sett ett konkret eksempel på hva egen kompetanse og erfaring kan gi av økt kapasitet, men det finnes også andre tiltak som er iverksatt eller som utgjør fremtidige muligheter ! Dette foredraget har som målsetting å gi en oversikt over aktuelle muligheter for økt utnyttelse av disse rørledningene, samt illustrere det verdiskapningspotensialet som dette innebærer !

5 Statoil har bygget og er ansvarlig for driften av verdens største gasstransportsystem til havs
Norne Rich gas Dry gas Oil/condensate Heidrun Åsgard Haltenpipe Gas pipeline system Oper. Year Size each leg, inch Length km Depth m Statpipe 1985 28, 30, 36, 36 880 300 Åsgard Transport Zeepipe 1993 30, 40 850 80 Tjeldbergodden Europipe 1995 40 670 70 Troll gas 1996 36, 36 130 360 Statfjord Gullfaks Troll Mongstad Zeepipe II 1996 40, 40 610 370 Oseberg Kollsnes Zeepipe II Frigg Haltenpipe 1996 16 250 360 Heimdal Franpipe 1998 42 840 70 Statpipe Kårstø Europipe II 1999 42 660 300 Sleipner Draupner Åsgard Transp 2000 42 700 370 Heidrun/Norne 2001 16 200 350 Europipe II Ekofisk Driftsansvar for mer enn 6000 km olje- og gassrørledninger med diameter opp til 42" Mindre oljeledninger er installert på dyp ned til 580 m på svært ujevn sjøbunn I tillegg, mange små rørledninger internt på felt og mellom felt Norpipe Europipe Zeepipe Franpipe Emden Etzel Zeebrügge Dunkerque

6 Økt utnyttelse av gassrørledninger Tilbakeblikk - tidlig 'nitti-tall
Rørledningsteknologi i Statoil Statpipe hadde vært i drift siden 1985 Zeepipe var under bygging Veletablerte standarder for design Konservativ industripraksis for drift Teknologi fokus på dypt vann, ujevn havbunn, frie spenn, flerfase Prognoser for gassalg viste økende behov for transportkapasitet til Kontinentet Nye gassrørledninger var under planlegging Kunne gasstransporten gjøres mer effektiv? Utvikling ble rettet mot teknologi for å oppnå mest mulig effektiv transport Utvendig struktur - høyere utnyttelse av røret som trykkbeholder Innvendig hull - reduserte driftsmarginer og nettverksoptimalisering Utvendig struktur: gir kostnader Betongkappe Korrosjonsbeskyttelse Stålrør Innvendig hull: skaper inntekter Diameter Rørlengde Driftstrykk

7 Høyere utnyttelse av røret som trykkbeholder
Kan stålet i rørveggen utnyttes bedre? Konservative designstandarder Konservativ industripraksis Konservative operasjonelle marginer Sikkerhetsnivå - skadeårsaker Er det nødvendig at en lang gassrørledning skal tåle samme designtrykk nedstrøms som oppstrøms? Under vanlig drift er trykkfallet betydelig over lengden av rørledningene Nedstrømsenden ser sjelden eller aldri maksimalt driftstrykk Men designstandarder og industripraksis forutsetter overtrykksbeskyttelse på det stedet der designtrykket endres Utvendig diameter De Innvendig diameter Di Di < De "Innvendig diameter må være mindre enn utvendig diameter, ellers kommer hullet på utsiden"

8 Design av røret som trykkbeholder Før
Designkriterier for veggtykkelse har sin opprinnelse i ANSI/ASME B31.8 (gassrør) Opprinnelig etablert for landrør med relativt lave designtrykk (høye D/t) Kravet har vært uendret siden 'tredve-tallet Tilsvarende krav i de fleste rør-standarder Økende konservatisme med vanndypet D/t må reduseres ved økende vanndyp, som utnyttes med relativt høye designtrykk Designformatet gir lavere ringspenningsnivå ved lavere D/t Uendret utnyttelsesgrad siden 'tredve-tallet Fu = 0.72 utenfor sikkerhetssoner Designtrykk opprinnelig 80 % av prøvetrykk, som var til 90 % av SMYS, dvs. 0.8 x 0.9 = 0.72 Ingen fordel av teknologiutvikling Forbedrede materialer, sveising, design, QC Skadestatistikk, overtrykk er ikke skadeårsak Betongkappe Korrosjonsbeskyttelse Stålrør - utvendig diameter De - nominell tykkelse tnom - innvendig trykk pi - utvendig trykk pe - flytegrense SMYS - utnyttelsesgrad Fu (pi-pe) x De 2 tnom < Fu x SMYS _

9 Design av røret som trykkbeholder Nå
Strategi for utvikling og implementering JIP (Joint Industry Project) sammen med andre selskaper: Superb-prosjektet grensetilstander, probabilistisk design Implementering i anerkjente standarder deltakelse i ISO-komiteer samarbeid med DNV Markedsføring på konferanser og seminarer Nytt designformat implementert ISO 13623, Pipeline Transportation Systems DNV OS-F101, Submarine Pipeline Systems DNV standard akseptert av Norsok/OD Nye kriterier Deterministisk format, men pålitelighet kalibrert mot grensetilstander Spenningsnivå ikke avhengig av D/t Økte faktorer for utnyttelsesgrad Ekstra QC kan gi høyere utnyttelse (DNV) Betongkappe Korrosjonsbeskyttelse Stålrør - utvendig diameter De - minimum tykkelse tmin - innvendig trykk pi - utvendig trykk pe - flytegrense SMYS - utnyttelsesgrad Fu (pi-pe) x (De-tmin) 2 tmin < Fu x SMYS _

10 Maksimalt driftstrykk
Designtrykk pd pd er det høyeste innvendige trykket under normal drift som røret er dimensjonert for Industripraksis gir aksept for kortvarige trykk opp til 110 % av pd under unormale driftsbetingelser Settpunkt for maksimalt driftstrykk pmaop Ikke eksplisitte krav i tidligere standarder Har vært opp til operatørens tolkning Statoil tidligere praksis Romslig margin mellom pd og pmaop Overtrykksbeskyttelsen var også lagt under pd ISO gir eksplisitt aksept av trykk over designtrykk DNV setter "max incidental pressure" pinc som dimensjonerende trykk pd = pinc / finc , der > finc > 1.05, gir mulighet for økt pd ved redusert margin for pinc Overtrykksbeskyttelsen kan legges mellom pd og pinc Margin mellom pd og pmaop kan settes til positiv toleranse på trykk-kontrollsystemet Statoil legger nå DNV-kriteriene til grunn pinc pd pmaop

11 Utnyttelse av stålet i transmisjonsledninger på land og i sjøen
Rørledninger skal tradisjonelt ha samme designtrykk langs hele lengden Designsituasjonen for gassrør er en pakket ledning mot stengt nedstrømsventil Lange landrør har relativt lavt designtrykk og mange kompressorstasjoner Kompresjon på land er relativt billig, begrenset trykkfall mellom stasjoner God gjennomsnittlig utnyttelse av stålet i røret som trykkbeholder Lange sjørør har høyt designtrykk, men ikke kompresjon underveis Utvendig overtrykk krever økt veggtykkelse som utnyttes for innvendig trykk Kompresjon gjøres oppstrøms, stort trykkfall til nedstrøms ende Ikke så god gjennomsnittlig utnyttelse av stålet i røret som trykkbeholder Sjørør pd Landrør pd Trykkfallskurve Trykkfallskurve Lavere utnyttet rørmateriale Lavere utnyttet rørmateriale Oppstrøms ende Nedstrøms ende Oppstrøms ende Nedstrøms ende

12 Trykksprangkonseptet - prinsipp
To eller flere nivåer for designtrykk langs rørledningen Ingen lokal overtrykksbeskyttelse der designtrykket reduseres Trykk-kontroll og overtrykksbeskyttelse baseres på overføring av driftsdata fra nedstrømsenden til oppstrømsenden ved hjelp av høypålitelig kommunikasjon Sentrale forutsetninger Trykkfallskurven skal under normal drift alltid ligge under designtrykk-kurven Utjevningstrykket skal under normal drift ikke kunne overstige laveste designtrykk Utjevningstrykket skal under unormale driftssituasjoner ikke kunne overstige laveste "maximum incidental pressure" Konstant designtrykk To designtrykknivåer pd pd1 pd2 Utjevningstrykk Trykkfallskurve Trykkfallskurve Lavere utnyttet rørmateriale Lavere utnyttet rørmateriale Oppstrøms ende Nedstrøms ende Oppstrøms ende Nedstrøms ende

13 Trykksprangkonseptet - anvendelser
Zeepipe IIA (implementert) Oppstrøms pd økt fra 172 til 191 barg pga. høyt utvendig trykk på dypt vann Kapasiteten økt med 40 % Europipe 2 (implementert) Landfall forberedt med pd = barg Oppstrøms pd økt til 191 barg Kapasiteten økt med 22 % Forlengelse av ÅT til Norne/Heidrun (under myndighetsbehandling) ÅT har pd = 212 barg Norne-Heidrun røret har pd = 280 barg Kapasiten i ÅT kan opprettholdes Oppgradering av Zeepipe IIA og IIB (under myndighetsbehandling) Basert på DNV OS-F101 Oppstrøms pd for IIA økes til 200 barg Oppstrøms pd for IIB økes til 205 barg Tre designtrykknivåer for begge rør 24 % økt totalkapasaitet ut fra Kollsnes Zeepipe IIA 191 barg 172 barg Kollsnes KP 135 Sleipner Europipe 2 191 barg 163 barg Kårstø KP 350 Dornum Åsgard transport 280 barg 212 barg Norne Åsgard Kallstø

14 olje/kondensat/rikgass/salgsgass
Økt utnyttelse av gassrørledningene ! Muligheter - en oversikt Reservoar betingelser Markeds- betingelser Prosess studier offshore Prosess studier onshore Rørledningsdesign onshore Rørledningsdesign brønnstrøm/flerfase Rørledningsdesign olje/kondensat/rikgass/salgsgass Prosess studier onshore Rørledningsdesign salgsgass Del 1 Rørledningsdesign Økt utnyttelsesgrad av stål - tynnere veggtykkelse for samme trykk Nye design normer Legging på dypt vann kan bestemme veggtykkelse, dette gir mulighet for økt indre trykk Trykksprang Del 2 Optimalisering av system og drift Forplikte høyere andel av hydraulisk kapasitet Redusert operasjonell fleksibilitet Tidlig kunnskap om reell forpliktbar kapasitet og reduserer usikkerhet Kapasitetstester Nødvendig for å oppnå høy regularitet dvs sikre leveransene Den betydelige kap.økningen som er oppnådd for oljerør ligger bak satsing på utvikling av flytforbedrer for rikgass ledninger Eks . midtveis kompresjon i Franpipe, Zeepipe, parallelle rør Reduserte operasjonelle marginer Teknologi utvikling: Flytforbedrer Forsterkningsløsninger Minimalisere trykktap på terminalen

15 Økt utnyttelse av gassrørledningene !
Rørledningskapasitet - definisjoner Hydraulisk kapasitet = Beregnet kapasitet for gitt oppstrøms - og nedstrømstrykk Effektiv kapasitet = Hydraulisk Kapasitet - Operasjonell fleksibilitet Fysisk mengde som transporteres gjennom rørledningen Forpliktbar kapasitet = Effektiv Kapasitet - fyrgass & måleusikkerhet Fysisk mengde som levers til kunde km Fyrgass & måleusikkerhet: 0.5-1% Operasjonell fleksibilitet "Buffer kapasitet" 2 - 5% Forpliktbar kapasitet Avtalt mengde til kunde

16 D Økt utnyttelse av gassrørledningene ! q q p p p p p p
Kapasitetstest gir tidlig kunnskap om maksimal kapasitet Forutsetninger for en vellykket test Test avhengig av stabile forhold (volum trykk, temperatur) Test bør gjøres med så høy rate som mulig Nøyaktig instrumentering (kalibrering) Kapasitet MSm³/d Etter kapasitetstest Design Tunings parametere friksjonsfaktor (ruhet) varmeovergang q q 1 2 D p p p p p u t 1 i n n 1 1 i n n 2 p test

17 Økt utnyttelse av gassrørledningene !
Operasjonell marginer Marginen mellom tillatt driftstrykk og designtrykket er redusert p.g a: Instumenterings nøyaktighet og trykkreguleringsfunksjoner Erfaring og beste praksis En reduksjon fra 5 til 2 bar gir 3-5% kapasitetsøkning Operasjonell margin Areal under trykkprofil ~ Inventar Designtrykk Margin Trykkprofilkurve - hydr. kap. Trykk Driftstrykk Redusere driftsmarginer => brattere kurve - mer kapasitet Operasjonell margin Rørledningslengde

18 Økt utnyttelse av gassrørledningene !
Flytforbedrer Modell Tester, K - lab: >80% reduksjon i friksjons - trykktap Driftsdata: Troll I, ca. 60% økt kapasitet (1996) Væske Systemer: Reduserer turbulens Gass systemer : Glatting av rørvegg FOU-prosjekt : Redusere turbulens i rikgass ledninger

19 Gasstransport – Del 2 Ilandføring av Snøhvit-gassen over 160 km til Melkøya ved Hammerfest: Status og utfordringer knyttet til langdistanse flerfasetransport Utbyggingskonseptet for Snøhvit – en oversikt Strømningstekniske utfordringer for Snøhvit ilandføring

20 Field layout and pipeline route

21 Snøhvit field layout

22 Snøhvit LNG

23 The Troll-Kollsnes Slugcatcher

24 Multiphase technology – State of the art –Statoil operated fields
Statfjord & Gullfaks: Subsea satellites Troll: Onshore processing Åsgard: Multiple field processing Snøhvit: Onshore processing Flerfase systemer på norsk sokkel operert av Statoil er betydelig. De første utbygginger var satellitt utbygginger med rørlednings avstander på km og dimensjoner fra 8” til 12”, Disse felt har vært viktige skritt og gitt betydelig bidrag til forståelse og utvikling av felter som har krevd større dimensjoner og lengre overføringslengder Troll representerte på mange måter et kvantesprang i utviklingen.( satt i drift i 1997) hvor en stor feltutbygging ble basert på flerfase teknologi og gjorde det mulig å å foreta en stor del av prosseringen på land. Åsgard feltet har vært er et nytt skritt som også tar i bruk flerfase teknologi på mange områder, hvor flere felter kan prosesseres på en installasjon. Spesielt Midgard utbyggingen har mange likhets trekk med Snøhvit, relativt lang avstand, (50 km), høyt væskeinnhold, stor diameter , bruk av tilsvarende hydrat kontroll filosofi og korrosjonkontroll filosofi som de viktigste. I Snøhvit strekker vi teknologien ytterligere, og muliggjør en kostnadseffektiv utbygging uten bruk av plattform på feltet. ********************************************************************************’ (Statfjord Satellitts; 17 km 2*11" PU insulated , Øst; 7 km 2*9" PU insulated, Nordflanken; 9 km 12" PP insulated Sygna; 1*10" 21 km PP insulated, Gullfaks Satellitts, Gullveig: 10,5 km 6" Pipe in Pipe, Rimfaks Brent 16 km 10" PP insulated, Rimfaks Statfjord: 16 km 8" PP insulated, Gullfaks Brent and Statfjord; 2*6"+1*8" 10 km heated bundle, Åsgard heated bundles, electrical heated pipelines, continuously MEG inhibited pipelines, PP insulated Troll Kolsnes 2*36" Continuous MEG injection + pH stabilization, Norne, Heidrun, Sleipner V, Loke, Sleipner Øst

25 Multiphase technology State of the art – Global view
Setter vi Statoil posisjon inn i et globalt perspektiv får vi følgende billlede. Her er et utvalg av felter i drift og under planlegging vist. To parametre er brukt for vise den teknologi utfordringen knyttet til flerfase strømning : Overførings avstanden og væske innholdet i gassen. Økt lengde og økt væske innhold gir økt økt utfordring. Felter vist en sirkel/ellipse er felter i drift. Felter vist med kvadrat er felter som enten er under utbygging eller planlegges utbygd. Grensen for erfaringer er stiplet. I dette bildet ser vi hele fire systemer operert av Statoil, hvor Snøhvit utfordringen blir synlig. (I tillegg er det en rekke felt som er planlagt utbygd med flerfase teknologi på norsk sokkel og internasjonalt hvor Statoil er operatør eller medeier. )

26 Why is multiphase flow a challenge?
Utfordringene knyttet til flerfase transport er en rekke: Korrosjonskontroll med fritt vann og CO2 tilstede, hydrat kontroll, scale kontroll/saltutfelling, måling, kjemikalie distibusjon og injeksjon, slugging som har store konsekvenser for utforming av landanlegget, væskekontroll osv. Alle disse områdene må ha en løsning for å realisere et flerfase system. Jeg vil ikke gå inn på hver enkelt av de, men trekke frem et eksempel med : Væske kontroll : Flerfase strømning hvor vi har gass, kondensat og vann/kjemikalier, dvs tre faser er komplisert å beskrive matematisk . Det vil være ulike strømningsregimer avhengig av fluid egenskaper, topografi, strømningshastighet etc. Blant annet har Snøhvit en krevende rørledningsprofil, hvor rørledningen har sterk helning de siste km inn til land. Dette kan bety at væske ikke produseres ut av røret i perioder, dvs kun gass prosduseres for deretter å kun å produsere væske. Slike trasnienter i rørledningen må estimeres og mottaksanlegget må dimensjoneres for ikke bare å ta i mot , men gjøre det mulig å skape stabile betingelser i LNG anlegget. For å beskrive dette er det derfor behov for et beregningsprogram. **************************************** The swing in LNG production is less. This is an advantage for multiphase systems. Corrosion protection of a long subsea pipeline: pH stabilisering, som i prisippet virker på en måte at jernkarbonater dannes som et beskyttende lag på overflaten som stopper videre korrosjon. I tillegg legges det opp til å kunne bruke filmdannende korrosjonsinhibitorer. Hydrate control Corrosion control Scale control Liquid control Wax control Metering Pigging Chemical distribution Slugcatcher, receiving facilities

27 Snøhvit multiphase flow Main characteristics
Pressure drop main pipeline (29”OD) – approx.50 bar at 20.8 MSm3/d Operating range – 85% to 100% (friction dominated area) Multiphase metering of each well stream Water fraction metering of each well stream Hydrate inhibition – Continuous injection of glycol Injection of chemicals to each well Corrosion protection – pH stabilisation and corrosion inhibitor Slug catcher – 2800 m3 Glycol storage capacity - 10 days of rich glycol and 10 days of lean glycol OLGA applied for entire network including including reservoir modelling Når vi ser på Snøhvit spesifikt og hva som kjennetegner designen er det i tillegg til lang avstand og stor diameter ( 29” ytre diameter 680 ID ca. 735 med mer OD), driftsområdet som er sentralt: En flerfase rørledning har en minimumskapasitet. Minimumskapasitet for Snøhvit er 85 % av design raten (17.7 MSm3/d ) Begrensningen gjelder operasjon over lange perioder. I kortvrarige perioder kan rørledningskapasiteten senkes til et hvilket som helst nivå dersom det er påkrevd. Problemstillingen med lave rater er knytttet til væskeakkumulering i rørledningen, hvor vann/ MEG og eventuelt kondsensat ikke blir transportert ut av røret, kun gass. Det er derfor viktig at rørledningens operasjonsområde harmoneres med nedstrøms avtak og operasjon. -Overvåkning og kontroll av rørledningen under drift er viktig. Faktorer for å få dette til er å vite hva som produseres fra hver enkelt brønn til en hver tid i tillegg til en god modell. Det er ingen målepunkter mellom feltet og landanlegget. Det legges derfor opp til å installere flerfase målere på hver brønn som i tillegg til å måle hydrocarbon massen også utstyres med vannmålere, slik at eventuelt produksjon av formasjonvann blir tidlig identifisert og lokalisert. -Fritt vann vil alltid være tilstede i Snøhvit flerfase ledningen. Temperaturen i fluidet rørlednigen vil for det meste ligger i et område som gir hydrat dannelse. Det er derfor valgt glycol (MEG) som kontinuerlig injiseres på hver brønn. -I tillegg er det lagt opp til injeksjon av andre kjemikalier dersom det blir behov for det på sikt. (metanol, scale inhibitorere etc. ) -Korrosjons inhibitorene injiseres sammen med glycol og vil ikke trenge eget injeksjonssystem - Størrelsen på væskefangeren er betydelig. Størrelsen blir bestemt flere faktorer, hvor rørledningsdimensjon og driftsscensarier er de viktigste. ***************************************************************************’ I reservoar simuleringene er ”the extended network option ” anvendt hvor løfte kurver er generert med OLGA, (Grensesnitt for reservoar simuleringene er derved på LNG anlegget)

28 Concluding remarks Snøhvit 160 km multiphase flow is possible because:
GENERAL Long term commitment in the field of multiphase technology Rigorous program codes for multiphase flow is developed Field development started with small dimensions and short transfer lines extending into long distance transfer Field experience used for verification and improvement of the program code SNØHVIT SPECIFIC Robust design of the onshore receiving facilities Operating envelope and pipeline diameter are important factors for design Multiphase flow has been one of the criteria's for selecting the pipeline route Flow monitoring and chemical injection management Så til slutt: Hvorfor er 160 km flerfase strømning for Snøhvit mulig ? Jeg vil trekke frem følgende: - Det har vært en langvarig og kontinuerlig innsats innenfor fagområdet, hvor det tidlig ble klart hvor viktig det var å frembringe teknologien. - Utvikling av programkodene, som har blitt underbygd av felt og laboratorie data har vært avgjørende. -Samtidig har det vært vilje og evne til å ta teknologien i bruk, hvor hvert steg har representert en fremskritt teknologisk. Når det gjelder Snøhvit spesielt er det vektlagt å oppnå en robust design av mottaksanlegget hvor driftsscenarier av rørledning og LNG anlegg er samstemt. Videre er også rørledninstraseen vurdert ut fra flerfase strømning. Tilslutt vil jeg trekke frem overvåkning og kontroll,hvor måling og anvendelse av kjemikalier er viktig. Takk for oppmerksomheten! (Jeg overlater ordet til Roy Heiersted.) **************************************************************’ - Single phase pipeline (gas or liquid) have no restriction. Minimum turndown for Snøhvit is 85% of the design rate Pipeline profile can generate slugs . Minimize the slug is important for sizing of the LNG plant inlet facilities Carbon steel is selected, 13% Cr etc. will give rise to excessive cost No special measures required Production of formation water is closely connected to the selction of corrosion control method/material selection in the flowline , hydrate inhibition method, and design of the receiving facilities-